INVESTMENT PERSPECTIVE
投研视角
2022年,海风正式进入平价上网时代,行业的经济性成为行业发展的核心驱动力之一,那么,目前不同地区海风的内部收益率在什么水平?未来单位投资还有多大下降空间呢?
以今年招标的海风项目来看,不考虑地方补贴,目前粤西的IRR水平难以达到运营商的常规8%的考核要求;山东、福建则较为接近,但仍有小幅差距,但若考虑到福建近期部分项目(0.26元/kWh)以远低于燃煤标杆电价上网,实际IRR可能不及4%。
对海风而言,未来仍需进一步降本,才有望在低于燃煤标杆电价上网的情况下,也能达到8%的考核要求。
具体从风机角度来看,风机投资(不含塔筒)已从抢装期的6000-7000元/kW快速下降至22H1的3900元/kW左右,降幅达到40%左右,近期运达更是以不含塔筒2800元左右的超低价格投标了国电象山项目,刷新了行业最低报价。
在风机大型化、轻量化的趋势下,风机成本未来仍有进一步下降的空间,目前海风主流机型是8-10MW,明阳将于下半年供货12MW机型,同时16MW也已获取少量订单;从轻量化角度来看,例如使用碳梁与玻纤混合的叶片,将有效减轻叶片重量,则叶轮负荷也将减小,进一步降低风机重量,预计明后年主流报价将下降至2500-3000元/kW,相比于上半年有1000-1500元的下降空间。
从海上施工环节来看,抢装期海工船整体处于相对紧张的供给状态,造成施工成本大幅提升,单位MW风机吊装价在100万元左右,目前已经下降至70万的水平,但大功率风机的吊装船目前仍相对紧缺,随着新建或改建海工船的下水、风机大型化趋势下的单位吊装成本下降,明后年有望进一步下降至40万以下的水平,对应吊装成本将下降300-400元/kW,打桩等其他海工环节预计也将有20%-30%(400-600元/kW)的降幅空间。
从风场规模化角度来看,深远海资源相对丰富,更易形成规划化的开发和建设,从而摊薄单位投资成本。以阳江青洲二(600MW)项目为例,变更前单独开发,变更后决定与青洲一项目联合开发(合计1GW),共用送出缆、升压站等设施,剔除风机大型化升级的影响,投资额下降了25%。
综合来看,明后年,海上风电预计仍有2000-2500元/kW的降本空间,对应IRR提升将在3%左右。